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• Gilberth Reyes

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GAS NATURAL El gas natural es una mezcla de hidrocarburos que se encuentran en los yacimientos, bien sea disueltos en el petróleo crudo (gas en solución) o formando una fase gaseosa. A condiciones atmosféricas de presión y temperatura, esta mezcla permanece en estado gaseoso. El gas natural es un combustible limpio y amigable con el ambiente (ecológico), utilizado ampliamente coma fuente de energía, como materia prima en el sector industrial y bajo diversas formas en el hogar, contribuyendo a mejorar la calidad de vida de las personas. COMPONENTES DEL GAS NATURAL El gas natural esta compuesto por hidrocarburos gaseosos e impurezas. Una vez eliminadas las impurezas, quedan Metano (gas), LGN y GLP (ambos líquidos). METANO: El gas metano es un hidrocarburo mas liviano que el aire, por lo que se dispersa mas fácilmente que en éste, no es venenoso, es incoloro e inodoro y actualmente es distribuido por PDVSA Gas, hasta los centros de consumo domestico, comerciales e industriales. LGN, LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL: Los componentes líquidos del gas natural, etano, propano, butanos y pentanos se conocen con el nombre de LGN. Son utilizados como combustible y como materia prima en diferentes industrias.

GLP, GAS LICUADO DEL PETRÓLEO: Nombre dado a la mezcla de propano y butanos, que puede ser almacenada y transportada en forma líquida en bombonas a presión. De uso domestico e industrial como combustible y como materia prima en la industria petroquímica. TRATAMIENTO: Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono, helio y sulfuro de hidrógeno. El agua se elimina con productos químicos que absorben la humedad. El sulfuro de hidrógeno se trata y elimina en plantas de

endulzamiento.

Estas

impurezas

se

recuperan

y

pueden

ser

comercializadas para otros fines.

PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS CON GLICOL. Se basa en el contacto del gas con un líquido higroscópico tal como un glicol. Es un proceso de absorción donde el vapor de agua presente en el gas se disuelve en la corriente de glicol líquido puro. En 1937 se instalo la primera planta de dietilenglicol (DEG) y en 1947 comenzó a utilizarse trietilenglicol (TEG). La performance de una unidad deshidratadora es medida por su habilidad para reducir el punto de rocío del gas. En los comienzos una depresión de 60 oF (33 oC) era considerada excepcionalmente buena pero mejoras operativas hicieron que ya en 1970 se llegara a 150 oF (83 oC).

En un proceso típico el gas húmedo pasa a través de un (scrubber) removedor de líquidos libres. Luego, el gas ingresa al contactor e “intercambia” el agua con el glicol que circula en contracorriente. El agua es absorbida por el glicol y el gas deja el contactor a través de un removedor de niebla (demister) para reducir el transporte de glicol en el gas de salida a la línea de venta. En las plantas LTS también de emplean glicoles para

evitar la

formación de hidratos en los intercambiadores, las consideraciones que siguen también son validas para esta aplicación. El glicol rico (en agua) es bombeado a través de un filtro y luego a un intercambiador glicol – glicol que eleva la temperatura del glicol rico antes que ingrese al regenerador. El glicol es separado del agua y los contaminantes de bajo punto de ebullición en la columna del regenerador (reboiler) reteniéndose estos últimos. El reboiler usualmente es del tipo tubos de fuego y funciona produciendo la temperatura requerida para alcanzar la eficiencia de remoción de agua buscada. Un acumulador almacena el glicol reconcentrado que luego pasa al intercambiador glicol – glicol que reduce la temperatura a un nivel que no dañe las bombas. Usualmente, antes de las bombas se intercala un filtro para remover contaminantes que cause excesivo desgaste de la bomba. Bajo la designación de glicoles incluimos cuatros compuestos trietilenglicol, dietilenglicol, tetraetilenglicol y monoetilenglicol. Los más empleados en nuestro país son el trietilenglicol (TEG) y el monoetielenglicol (MEG).

El análisis del glicol es muy útil para determinar la eficiencia operacional de la planta. Existen especificaciones que deben cumplir los glicoles y existen también

propiedades típicas, algunas de los cuales puedan ser

comparados con los mismos glicoles en uso para observar su apartamiento.

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

El endulzamiento del gas se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que removerlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar:

-

Toxicidad del H2S.

-

Corrosión por presencia de H2S y CO2.

-

En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo.

-

Disminución del poder calorífico del gas.

-

Promoción de la formación de hidratos.

-

Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario remover el CO2 porque de lo contrario se solidifica.

-

Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben remover antes de que los compuestos se puedan usar.

Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cinco etapas

i)

Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables.

ii)

Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).

iii)

Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformación del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayoría de las veces, para comercializarlo.

iv)

Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S removido del gas natural y es necesario removerlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.

v)

Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aún así no es recomendable descargarlo a la atmósferay por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.

TIPOS DE PROCESOS.

Los procesos que se aplican para remover H2S y CO2 se pueden agrupar en cinco categorías de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado para removerlos. En algunos casos no hay regeneración con recobro de azufre y en otros si. Las cinco categorías son: - Absorción química. (Procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneración se hace con incremento de temperatura y decremento de presión. - Absorción Física. La regeneración no requiere calor. - Híbridos. Utiliza una mezcla de solventes químicos y físicos. El objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes químicos en cuanto a capacidad para remover los gases ácidos y de los absorbentes físicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneración. - Procesos de conversión directa. El H2S es convertido directamente a azufre. - Procesos de lecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un sólido que tiene afinidad por los gases ácidos. Se conocen también como procesos de adsorción. Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoría puede ser mejor que otra, uno de estos criterios y quizás el más importante desde el punto de vista de capacidad para remover el H2S es su presión parcial.

• PROCESOS DE ABSORCIÓN QUÍMICA

Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato.

El punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacción para liberar los gases ácidos ( bajas presiones y altas temperaturas).

• PROCESOS CON AMINAS

El proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción, bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación. Las alcanolaminas más usadas son: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina (DIPA) y

Metildietanolamina (MDEA). La Tabla 19 muestra algunas de las propiedades más importantes de ellas.

Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido en el gas de salida ( gas residual).

• PROCESOS CON CARBONATO

También conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 – 35% por peso y a temperaturas de unos 230 °F. En el proceso de regeneración el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitando capacidad de absorción.

La mayoría de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actúa como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir así el tamaño de la contactora y el regenerador; estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o ácido bórico.

Para la mayoría de los procesos más comunes de endulzamiento tales como MEA, DEA, DGA y sulfinol, el primer paso en cualquier evaluación económica debe ser una estimación de la tasa de circulación del solvente en galones por minuto (gpm), y la entrega de calor requerida en el regenerador

en BTU/h. Estas son variables claves que controlan los costos de capital y operación en la mayoría de los procesos de endulzamiento del gas. Los tamaños de prácticamente todos los equipos en una planta de aminas, excepto la contactora, el despojador del gas agrio y del gas dulce, están relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular. Además los tamaños del regenerador, el rehervidor y el condensador de reflujo están regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solución.

• DIMENSIONAMIENTO

Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas. Una vez que se han realizado los cálculos básicos del proceso se puede proceder a determinar el tamaño de los equipos. El diámetro de la contactora se basa en la presión de operación y la cantidad de gas a tratar. Para la longitud se plantea el diseño específico de cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos teóricos con una eficiencia entre el 10 y el 20%, lo cual lleva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre sí unas 24 pulgadas.

• PROCESOS DE ABSORCIÓN FÍSICA

La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran con

disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas; obviamente que mientras más alta sea la presión y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución.

Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos mas pesados el uso de un solvente físico puede implicar una pérdida grande de los componentes más pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y luego su separación no es económicamente viable. El uso de solventes físicos para endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes condiciones:

Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 Lpc. Concentración de propano o más pesados baja. Solo se requiere remoción global de los gases ácidos ( No se requiere llevar su concentración a niveles demasiado bajos) Se requiere remoción selectiva de H2S.

Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado con agua.

• PROCESO SELEXOL

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG). La mayoría de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 –10 veces la del CO2 , permitiendo la absorción preferencial del H2S . Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con esta combinación la literatura reporta que simultáneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2.

Ventajas del Selexol:

-

Selectivo para el H2S

-

No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas

-

No se requiere “reclaimer”.

-

Pocos problemas de corrosión

-

El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo tanto tiene bajos requerimientos en tamaño de equipo.

-

Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2.

Desventajas del Selexol.

-

Alta absorción de Hidrocarburos. Los procesos de absorción físicos son más aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos más pesados son bastante bajos.

-

Requiere presiones altas ( mayores de 400 LPC.)

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Solvente mas costoso que las aminas

-

En algunos casos se ha presentado acumulación de azufre en el solvente y depositación de azufre en los equipos.

-

Baja remoción de mercaptanos

-

Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneración.

-

Proceso de Lavado con Agua.

Es un proceso de absorción física que presenta las siguientes ventajas: como no hay reacciones químicas los problemas de corrosión son mínimos y el líquido usado se regenera haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido, no se requiere aplicación de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre.

El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases ácidos y relaciones H2S/CO2 altas. Algunas veces se recomienda combinar este proceso con el de aminas para reducir costos.

El gas ácido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que viene de arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superior de la torre está parcialmente endulzado y se envía a la planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento. El agua que sale del

fondo de la torre se envía a un separador de presión intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de éste se represuriza para enviarla a un separador de presión baja donde se le remueven los gases ácidos y de aquí el agua ya limpia se recircula a la torre.

PROCESOS HÍBRIDOS

Los procesos híbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes, especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos físicos en lo relativo a bajos niveles de energía en los procesos de regeneración.

El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa un solvente físico, sulfolano (dióxido de tetrahidrotiofeno), un solvente químico (DIPA) y agua. Una composición típica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composición del solvente varía dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remoción de COS, RSR y la presión de operación.

Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reducción de la concentración de gases ácidos a niveles bajos, el factor dominante en la parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoción, el factor dominante en el fondo de la contactora. Como los solventes físicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la

regeneración, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos químicos.

Ventajas del Sulfinol.

•

Exhibe excelentes capacidades para la remoción de H2S y CO2. El sulfinol como la DEA tienen buena capacidad para remover gases ácidos a presiones bajas, de 100 a 300 Lpc.

•

El Sulfinol puede remover COS, RSR y CS2 sin degradación. La remoción de estos contaminantes es debida básicamente a la presencia del sulfolano.

•

La remoción selectiva del H2S es posible en algunos casos específicos, especialmente con relaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la remoción de COS, RSR o CS2.

Desventajas del Sulfinol.

•

No es un proceso comercial. Hay que pagar derechos para poderlo aplicar.

•

El CO2 degrada la DIPA , aunque el producto resultante se puede separar en un “reclaimer”. Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un “reclaimer “ que trabaja al vacío en lugar de un “reclaimer” atmosférico.

•

Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneración se pueden presentar pérdidas por evaporación.

•

Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorción excesiva de hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperación de azufre.

•

Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formación de un lodo tipo brea que bloquea intercambiadores y líneas. Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de 160°F. PROCESOS DE CONVERSIÓN DIRECTA

Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones de oxidación – reducción que involucran la absorción de H2S en una solución alcalina. Entre estos métodos está el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja. • PROCESO STRETFORD.

Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en el se usa una solución 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relación es una función del contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el poder calorífico del gas.

El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solución del proceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentración de H2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solución permanece en la contactora unos 10

minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un tanque de oxidación, en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxígeno inyectado por el fondo del tanque de oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede remover.

Ventajas del Proceso

•

Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a menos de 2PPM.

•

Proceso Selectivo no remueve CO2.

•

No requiere unidad recuperadora de azufre.

•

Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni expansión para evaporación

•

El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de menor calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre.

Desventajas del Proceso

•

Es complicado y requiere equipo que no es común en operaciones de manejo.

•

El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del proceso es un problema; está en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho.

•

Los químicos son costosos.

•

El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 Lpca.

•

Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo del azufre es difícil. • PROCESO DEL HIERRO ESPONJA.

Este proceso es aplicable cuando la cantidad de H2S es baja (unas 300 ppm) y la presión también. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina.

Es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pasar a través de un lecho de madera triturada que ha sido impregnada con una forma especial hidratada de Fe2O3 que tiene alta afinidad por el H2S. La reacción química que ocurre es la siguiente:

Fe2S3 + 3H2O (5.18)Fe2O3 + 3H2S

La temperatura se debe mantener por debajo de 120°F pues a temperaturas superiores y en condiciones ácidas o neutras se pierde agua de cristalización del óxido férrico.

El lecho se regenera circulando aire a través de él, de acuerdo con la siguiente reacción:

2Fe2O3 + 6S (5.19)2Fe2S3 + 3O2

La regeneración no es continua sino que se hace periódicamente, es difícil y costosa; además el azufre se va depositando en el lecho y lo va aislando del gas.

El proceso de regeneración es exotérmico y se debe hacer con cuidado, inyectando el aire lentamente, para evitar que se presente combustión. Generalmente, despues de 10 ciclos el empaque se debe cambiar.

En algunos diseños se hace regeneración continua inyectando O2 al gas agrio. Las principales desventajas de este proceso son:

•

Regeneración difícil y costosa

•

Pérdidas altas de presión

•

Incapacidad para manejar cantidades altas de S

•

Problemas para el desecho del S pues no se obtiene con la calidad adecuada para venderlo.

Una versión más reciente de adsorción química con óxido de hierro utiliza una suspensión de este adsorbente, la cual satura un lecho de alta porosidad que se utiliza para garantizar un contacto íntimo entre el gas agrio y la suspensión de óxido de hierro (15). El proceso sigue siendo selectivo ya que solamente adsorbe el H2S y no el CO2, por tanto se puede usar para remover H2S cuando hay presencia de CO2; pero tiene la ventaja que en la reacción no produce SO2.

El gas proveniente de un separador gas-líquido se hace pasar por un despojador de entrada con el fin de hacerle una remoción adicional de líquido que no se pudo retirar en el separador Gas-líquido; al salir del despojador el gas está saturado con los componentes condensables y se hace pasar por un sistema de calentamiento para que cuando entre a la torre esté subsaturado con tales componentes y así evitar que en la contactora el gas pueda llevar líquidos que afectarían el proceso; del sistema de calentamiento el gas entra a la contactora por su parte inferior.

Luego se tiene un empaque con anillos de prolipropileno de una alta porosidad, sostenido en su parte inferior y superior por bafles horizontales de acero perforados para permitir el paso del Gas. La porosidad de este empaque es de más del 90% y su función es servir como medio para que la lechada de óxido de hierro y el gas establezcan un contacto íntimo. La torre además dispone de conexiones para inyección de químicos en caso de que sea necesario para mejorar el proceso y válvulas de muestreo para verificar el nivel de lechada en el empaque.

La lechada se prepara en el tanque de mezcla con agua fresca y polvo de óxido de hierro en una proporción 4 a 1 por volumen; para garantizar una buena suspensión del óxido en el agua ésta se recircula con la bomba por el fondo al tanque a través de boquillas mientras se agrega el óxido por la parte superior. Una vez lista la suspensión se inyecta al empaque de la torre y cuando el proceso está en marcha el gas se encargará de mantener las partículas de óxido de hierro en suspensión.

Además del H2S que se le remueve al gas durante el proceso en él también se le retira parte del vapor de agua; de todas maneras el gas que sale de la contactora generalmente pasa a una unidad de deshidratación. Cuando el gas empieza a salir con un contenido alto de H2S, o sea cuando la suspensión ha perdido efectividad para removerlo, se debe proceder al cambio de lechada de la siguiente manera: se cierra la entrada de gas ácido al despojador de entrada, se despresuriza la torre a unas 100 lpc., se remueve la lechada gastada de la contactora a través de una válvula de drenaje para ello, manteniendo la torre presurizada con un colchón de gas a 100 lpc., después de retirada la lechada agotada se despresuriza completamente la torre y se inyecta la nueva suspensión que ya se ha preparado en el tanque de mezcla. Esta operación dura unas dos horas y para evitar parar el proceso se deberán tener dos contactoras.

PROCESOS DE ABSORCIÓN EN LECHO SECO (ADSORCIÓN)

En estos procesos el gas agrio se hace pasar a través de un filtro que tiene afinidad por los gases ácidos y en general por las moléculas polares presentes en el gas entre las que también se encuentra el agua. El mas

común de estos procesos es el de las mallas moleculares aunque algunos autores también clasifican el proceso del hierro esponja en esta categoría.

Aunque son menos usados que los procesos químicos presentan algunas ventajas importantes tales como: Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la eficiencia del proceso no depende de la presión. Se aplica a gases con concentraciones moderadas de H2S y en los que no es necesario remover el CO2.

• PROCESO CON MALLAS MOLECULARES.

Es un proceso de adsorción física similar al aplicado en los procesos de deshidratación por adsorción. Las mallas moleculares son prefabricadas a partir de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remoción de agua de tal forma que queda un sólido poroso con un rango de tamaño de poros reducido y además con puntos en su superficie con concentración de cargas; esto hace que tenga afinidad por moléculas polares como las de H2S y H2O; además debido a que sus tamaños de poro son bastante uniformes son selectivas en cuanto a las moléculas que remueve. Dentro de los poros la estructura cristalina crea un gran número de cargas polares localizadas llamadas sitios activos. Las moléculas polares, tales como las de H2S y agua, que entran a los poros forman enlaces iónicos débiles en los sitios activos, en cambio las moléculas no polares como las parafinas no se ligarán a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares podrán endulzar y deshidratar simultáneamente el gas. Las mallas moleculares están disponibles en varios

tamaños y se puede tener una malla molecular que solo permita el paso de moléculas de H2S y H2O pero no el paso de moléculas grandes como hidrocarburos parafínicos o aromáticos.

Sin embargo el CO2 es una molécula de tamaño similar a las de H2S y agua y aunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por las moléculas de H2S y agua, aunque en pequeñas cantidades, y bloqueará los poros. El principal problema con el CO2 es que al quedar atrapado reduce los espacios activos y por tanto la eficiencia de las mallas para retener H2S y agua.

Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas, es común presiones de unas 450 Lpc. Las mallas se regeneran circulando gas dulce caliente a temperaturas entre 300 y 400 °F. No sufren degradación química y se pueden regenerar indefinidamente; sin embargo se debe tener cuidado de no dañarlas mecánicamente pues esto afecta la estructura de los poros y finalmente la eficiencia del lecho. La principal causa de daño mecánico son los cambios bruscos de presión o temperatura cuando se pasa la contactora de operación a regeneración o viceversa. El uso de mallas moleculares en endulzamiento está limitado a volúmenes pequeños de gas y presiones de operación moderadas; debido a esto su uso es limitado en procesos de endulzamiento. Se usan generalmente para mejorar el endulzamiento o deshidratación realizado con otros procesos o para deshidratación de gases dulces cuando se exigen niveles muy bajos de agua, por ejemplo gas para procesos criogénicos.

El gas agrio entra por la parte superior y sale por la inferior. El lecho se regenera circulando una porción del gas endulzado, precalentado a una temperatura de 400-600°F o más, durante unas 1,5 horas para calentar el lecho. Cuando la temperatura del lecho aumenta, éste libera el H2S adsorbido a la corriente del gas regenerador; este gas al salir de la torre es quemado, generalmente.

Las mallas moleculares son poco usadas, pero se pueden aplicar cuando la cantidad de gas a tratar es baja; además se pueden usar como complemento en procesos de endulzamiento y y/o cuando se requieren contenido muy bajos de agua.

Las mallas moleculares se usan también para tratar volúmenes grandes de gas pero con contenidos bajos de contaminantes ácidos. Una innovación reciente del proceso con mallas moleculares permite la remoción selectiva de H2S en presencia de CO2.

Ventajas.

-

Son económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de H2S.

-

Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2.

-

Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar simultáneamente.

Desventajas.

El gas que sale de la regeneración en algunos casos no se puede mezclar con los gases de combustión del proceso de incineración. Se puede formar COS en la malla molecular por reacción entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el proceso de regeneración se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gas agrio.

PROCEDIMIENTO

PRELIMINAR

PARA

SELECCIONAR

UN

PROCESO DE ENDULZAMIENTO SELECCIÓN DE PROCESOS APLICABLES

Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, para un caso particular dado los procesos aplicables se reducen a 3 0 4 si se analizan los siguientes aspectos:

- Especificaciones del gas residual - Composición del gas de entrada - Consideraciones del proceso - Disposición final del gas ácido - Costos - Especificaciones del gas residual.

Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas de salida del proceso habrá procesos que no podrán llevar las concentraciones a tales niveles y por tanto serán eliminados. En algunos casos se requieren procesos selectivos porque, por ejemplo, hay veces que es necesario dejar el CO2 en el gas de salida con el fin de controlar su poder calorífico. La selectividad también es importante en casos en que la relación CO2/H2S sea alta y se requiera hacer pasar el gas ácido por una unidad recuperadora de azufre; la presencia de CO2 afecta el desempeño de la unidad. El contenido de H2S es un factor importante, quizás el mas, en el gas de salida.

El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinación de H2S, COS, CS2 y RSR. Lo ideal es remover todo el azufre del gas porque estos compuestos de azufre tienden a concentrarse en los líquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podría implicar tratamiento de estos líquidos.

• CARACTERÍSTICAS DEL GAS A TRATAR.

Este factor es determinante en el diseño del proceso de endulzamiento, algunos procesos tienen desempeños muy pobres con algunos gases de entrada y deben ser eliminados en la selección. En cuanto a la composición del gas el área de mayor importancia es la cantidad relativa de hidrocarburos pesados recuperables; algunos procesos tienen tendencia a absorber hidrocarburos, y esta tendencia es mayor mientras más pesados sean los

hidrocarburos, los cuales no solo crean problemas de espumas sino que también afectan el proceso de recuperación de azufre.

La presión del gas de entrada también es un factor importante en la selección del proceso. Los procesos con carbonato y los de absorción física requieren presiones de al menos unas 400 Lpc., normalmente de 800 Lpc., por lo tanto estos procesos no se podrán aplicar cuando se va a trabajar a presiones bajas. La temperatura del gas también es importante porque define la temperatura del solvente; una buena recomendación es que la temperatura del solvente sea unos 15 – 20 °F por encima de la del gas de entrada; pues si el solvente está más frío que el gas de entrada habrá condensación y los siguientes problemas de formación de espumas.

La cantidad de gas a tratar define el tamaño del equipo y posiblemente el número de plantas en paralelo cuando se manejan volúmenes grandes de gas.

CONSIDERACIONES DEL PROCESO

La temperatura y disponibilidad del medio de calentamiento se debe evaluar antes de hacer el diseño, esto es importante en los costos de equipo y operación. La disponibilidad del medio de enfriamiento también es importante por la misma razón expuesta antes. Además la temperatura del

medio de enfriamiento define la temperatura de circulación del solvente. En zonas donde el agua es escasa y por lo tanto costosa para usarla como medio de enfriamiento el aire pasaría a ser el medio de enfriamiento a usar y esto hace que las temperaturas del solvente, especialmente en verano, no puedan ser menores de 135– 140°F, lo cual impedirá usar solventes físicos pues estos funcionan mejor a temperaturas bajas.

DISPOSICIÓN FINAL DEL GAS ÁCIDO

La disposición final del gas ácido puede ser una unidad recuperadora de azufre o incineración, dependiendo del contenido de H2S en el gas agrio y las exigencias ambientales. Cuando se usa incineración no es importante el contenido de hidrocarburos pesados en el gas a tratar pero en la unidad recuperadora de azufre la presencia de hidrocarburos afecta el color del azufre recuperado tornándolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo cual afecta su calidad. Además si el gas ácido se va a pasar por una unidad recuperadora de azufre y luego por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere mas presión que si se va a incinerar.

• COSTOS

Los factores de costo que se deben tener en cuenta son: - Costos de equipo - Costos de Potencia - Costos de solvente

- Costos de combustible.

Algunos procesos son más eficientes que otros en cuanto a combustible, por ejemplo los de absorción física y los híbridos son mas eficientes en este sentido que los de aminas.

CAPACIDAD DE REMOCIÓN DE ÁCIDOS

Los procesos con carbonato se usan básicamente para remover CO2 y son buenos para tratar gases agrios con contenidos altos , mayores del 20%, de gases ácidos pero generalmente requieren un paso adicional de tratamiento con aminas para terminar el endulzamiento y llevar el contenido de gases ácidos a los niveles exigidos de 4ppm o menos. Todos los procesos, con excepción de los de carbonato, remueven el H2S hasta 4 ppm o menos, pero no todos remueven el CO2; el Stretford, las mallas y el hierro esponja no remueven el CO2, y el DIPA y los solventes físicos tienen grados de remoción variables dependiendo del contenido de CO2 y del diseño.

CONSIDERACIONES DE DISEÑO • DIMENSIONAMIENTO APROPIADO.

El dimensionamiento, además de que afecta la tasa de circulación del solvente es importante por los siguientes aspectos: se debe evitar velocidades excesivas, agitación y turbulencia y debe haber espacio adecuado para la liberación del vapor.

• ACONDICIONAMIENTO DEL GAS DE ENTRADA.

Especialmente es importante la filtración y remoción de líquidos presentes en el gas de entrada; tanto las partículas sólidas como los líquidos presentes en el gas ocasionan problemas en las plantas de aminas. Se deben remover partículas de hasta 5 micrones.

• SELECCIÓN DE MATERIALES.

La mayoría de las plantas de aminas son construidas con aceros inoxidables al carbono pero por las condiciones de corrosión, presión y temperatura a las que tienen que trabajar es muy común operaciones de reposición de piezas o partes por su estado de alteración por corrosión al cabo de tiempos de operación relativamente cortos. Se recomienda el uso de aceros resistentes a la corrosión con espesor de tolerancia para la misma de aproximadamente 1/8 de pulgada para los recipientes y además monitoreo del problema de corrosión.

• FILTRADO DE LA SOLUCIÓN Es una de las claves más importantes para el funcionamiento adecuado de una planta de aminas. Generalmente los operadores no usan filtros para evitar problemas de taponamiento, pero el hecho de que este se presente es una prueba de la necesidad de filtración. Los filtros remueven partículas de sulfuro de hierro y otros materiales tipo lodo que tratan de depositarse en los

sistemas de endulzamiento; si estos materiales no se remueven tienen tendencia a formar espumas y crear problemas de corrosión.

Por los filtros se circula entre un 10 y 100% de la solución siendo el promedio entre 20 y 25%; mientras mayor sea el porcentaje filtrado mejor será la calidad de la solución, pero se requiere mayor mantenimiento de los filtros. La caída de presión a través del filtro se toma como referencia para el cambio del mismo. El tamaño de poro del filtro puede variar desde uno hasta micrones dependiendo de las características de las partículas a remover pero una selección de un filtro de 10 micras es típica y parece adecuada.

• PÉRDIDAS Y DEGRADACIÓN DE LAS AMINAS.

Este es un aspecto importante por varias razones, entre ellas: El solvente perdido se debe reemplazar y esto representa una fracción apreciable de los costos de operación. El solvente degradado reduce la cantidad de solvente activo, acelera la corrosión y contribuye a la formación de espumas. Las pérdidas de solvente se pueden reducir usando ”reclaimers” y filtros, instalando despojadores a la salida de contactora y el regenerador, teniendo colchón de gas ( Gas Blanketing) en el almacenamiento del solvente y diseñando adecuadamente los sistemas intercambiadores de calor para reducir el flujo de calor. Si el vapor es el medio de calentamiento no debe estar a temperaturas mayores de 300°F a 50 Lpc. y cuando es aceite caliente su temperatura no puede ser mayor de 350 °F.

• FORMACIÓN DE ESPUMAS.

Las espumas pueden reducir la calidad del gas de salida porque reducen el contacto gas – líquido y ocasionan un arrastre excesivo de aminas. Algunas veces se hace necesario el uso de inhibidores de espumas y es necesario trabajo en el laboratorio para determinar el tipo de inhibidor y la cantidad del mismo. Algunas veces una pequeña cantidad de inhibidor puede resolver el problema , pero una cantidad mayor del mismo lo puede reiniciar. Cuando se observa una caída de presión alta en la contactora se debe realizar una inspección del antiespumante.

La formación de espumas se debe intentar controlar con el uso del “reclaimer” y filtración, el uso de inhibidores será un último recurso pues ellos solo controlan el problema no lo resuelven. Una causa de formación de espumas que a menudo no se tiene en cuenta es la condensación de hidrocarburos en la contactora, esto se puede controlar manteniendo la temperatura de la solución pobre ( la que está entrando a la contactora) a una temperatura 10 0 15°F por encima de la temperatura del gas de entrada y para gases muy agrios se pueden requerir diferencias aún mayores.

• OPERACIÓN DEL REGENERADOR

Temperaturas altas de regeneración mejoran la capacidad de remoción de gases ácidos pero también aumentan las posibilidades de corrosión y de degradación del solvente. Las soluciones de amina pobre deben salir del regenerador a temperaturas no mayores de 260 °F ( 280 °F para la DGA) y en promedio entre 230 y 240°F para prevenir la degradación térmica. Cuando se tiene planta recuperadora de azufre la presión del regenerador requerida para forzar el gas a la unidad recuperadora puede resultar en temperaturas más altas. El diseño del rehervidor también involucra consideraciones importantes. Debe haber espacio adecuado entre tubos para permitir la liberación del vapor. Los tubos siempre deben estar cubiertos con algunas pulgadas de líquido y se debe garantizar un flujo estable de calor que no exceda los 12000 BTU/pie2/h.

• OPERACIÓN DEL “RECLAIMER”.

La función del reclaimer es reversar las reacciones de degradación de las aminas destilando las aminas recuperables y el vapor de agua y dejando un producto no regenerable, con aspecto de lodo, el cual hay que remover periódicamente. El “reclaimer” maneja entre 1 y 2% de la tasa de circulación del solvente y debe tener orificios de acceso para remover los residuos no regenerables. Algunos “reclaimers” trabajan de forma intermitente, otros de forma continua, algunos al vacío y otros a presiones ligeramente por encima de la presión atmosférica.

• CORROSIÓN

Esta es quizás la principal preocupación en la operación de una planta de endulzamiento y los procedimientos planteados antes para controlar problemas de operación en las plantas de endulzamiento también sirven para controlar la corrosión. Una planta de aminas diseñada adecuadamente debe tener posibilidades de instalación de cupones que permitan monitorear el problema de corrosión. Algunas veces puede ser necesario el uso de inhibidores y en este caso se debe garantizar la compatibilidad del inhibidor con la solución del solvente para evitar problemas de espumas y degradación del solvente.

AVANCES TECNOLÓGICOS EN EL TRATAMIENTO DEL GAS.

Existen muchas reservas de gas en yacimientos pequeños, yacimientos muy aislados o yacimientos de gas de muy baja calidad por el alto contenido de contaminantes que actualmente no se pueden integrar a las reservas disponibles de gas porque por los altos costos de producción, incluyendo los costos de procesamiento del gas para llevarlo a las condiciones de calidad exigidos, no los hacen económicamente viables. Una forma de hacerlos viables económicamente sería si se tuvieran mecanismos de procesamiento más económicos, menos costosos y más eficientes.

Esta es una de las razones por las cuales los centros de investigación del Gas Natural, como el IGT ( Institute of Gas Technology), la AGA (American Gas Association); la IGU ( International Gas Union) y la GPSA ( Gas Proccessors and Suppliers Associaton), realizan trabajos intensivos en investigación y desarrollo para desarrollar nuevos equipos, materiales y procesos que permitan tener tecnologías de procesamiento del gas que hagan explotables yacimientos del gas que hasta ahora no lo son.

Otra de las razones que motivan investigación en el área de tratamiento del gas son las regulaciones ambientales para las emisiones de compuestos orgánicos volátiles(VOC) especialmente en los procesos de regeneración de los materiales usados para deshidratación y endulzamiento del gas, y para la disposición final del azufre obtenido en la remosión del sulfuro de hidrógeno.

En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos tan eficientes como los actuales o más, pero más integrados y compactos que ocupen menos espacio y sean transportables fácilmente para poderlos utilizar en plataformas o en yacimientos de difícil acceso.

En el desarrollo de materiales se pretende tener a disposición materiales menos costosos, mas eficientes y mas amistosos con el medio ambiente. Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se pretende tener procesos eficientes, económicos , de fácil operación , que requieran equipos sencillos y en menor cantidad.

Dentro de los desarrollos tecnológicos en la industria del procesamiento del gas se pueden mencionar los siguientes:

•

Uso de membranas para endulzamiento del gas.

•

Remoción del H2S usando inyección directa de barredores de H2S a la tubería.

•

Uso de nuevos materiales como la N – Formil Morfolina (NFM) en procesos de endulzamiento

BARREDORES DE H2S

Los métodos tradicionales para remover H2S han sido el uso de soluciones de etanolaminas y el método del hierro esponja, en su orden de importancia. Ambos procesos constan de una etapa de operación y una etapa de regeneración , lo cual implica el uso de equipos múltiples, al menos una torre contactora, una regeneradora y equipo accesorio, y demanda apreciable de espacio; además en los procesos de regeneración se presenta la formación de productos altamente contaminantes cuya disposición final incrementa aun mas los costos de tratamiento. El proceso de las etanolaminas no es económicamente viable en el tratamiento de bajas cantidades de gas con contenidos relativamente bajos de H2S.

Actualmente en la industria del gas se está trabajando en el desarrollo de químicos barredores de H2S de inyección directa, entre ellos la triazina,

en los procesos y equipos requeridos para su aplicación de tal forma que se pueda garantizar eficiencia, economía, compatibilidad con el medio ambiente y versatilidad, con el fin de tener ahorros importantes en el tratamiento del gas teniendo un gas residual de igual o mejor calidad que el obtenido con los procesos aplicados hasta ahora.

El GRI está patrocinando un programa de evaluación de tecnologías de barrido de H2S como parte de un programa global de remoción y recuperación de azufre. Uno de los objetivos fundamentales de este trabajo es desarrollar un conocimiento mas sólido de los fundamentos de barrido con inyección directa ( inyectando barredores químicos directamente a la tubería).

En el área del barrido con H2S, los operadores han buscado siempre reducir los costos de capital eliminando recipientes contactores e inyectando los químicos directamente a la tubería. Esta aproximación de inyección directa, aunque aparentemente sencilla ha sido difícil aplicar con éxito, siendo los principales problemas obtener resultados de remosión aceptable de H2S y costos mayores en muchos casos.

Un segmento creciente de la industria del gas usa procesos de barrido de H2S para remover bajas concentraciones de H2S en gases de baja calidad. Para este tipo de gases los procesos convencionales de endulzamiento con aminas no son métodos económicos de tratamiento especialmente cuando no se requiere la remosión de CO2. Históricamente, la industria de producción de gas ha usado procesos de barrido de H2S no

regenerativos

En

estos

procesos

un

agente

barredor

reacciona

irreversiblemente con el H2S. Los productos de la reacción se separan del gas tratado y se desechan.

Los

agentes

barredores

de

sulfuro

de

hidrógeno

se

aplican

generalmente a través de uno de los siguientes métodos:

1) Aplicación por intervalos de tiempo del agente secuestrante líquido en una torre contactora “sparged”. 2) aplicación por intervalos de tiempo de los agentes secuestrantes sólidos en una contactora de lecho fijo. 3) inyección continua y directa de agentes barredores líquidos. Estudios de campo han demostrado que el desempeño de los sistemas con inyección directa de barredores es más difícil de predecir que los sistemas basados en torres contactoras porque la fundamentación teórica asociada con su comportamiento y costos es bastante desconocida y porque los parámetros de aplicación, tales como velocidad del gas, condiciones de mezcla líquido – gas y tiempo de contacto varían ampliamente de un sitio a otro. Como resultado la remosión de H2S, el uso de químico y los costos del mismo son bastantes específicos de cada sitio y no se pueden predecir con facilidad.

Proceso de Endulzamiento del Gas Natural PUNTO DE ROCIO. El gas natural se utiliza por todo el mundo como combustible. Hay muchos métodos para medir su punto de condensación:

P R E S IÓ N , L p c a

Comportamiento de las fases

2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1

7 6 5 4 3 2 1 0 9 8 7 6 5 4 3

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

L ÍQ U ID O G A S 100% 90% 80% 70% 60% 50%

0%

L ÍQ U ID O + V A P O R ( G A S )

40%

30% 20%

60

80

100

120

10%

140 160 180 200 T E M P E R A T U R A , °F

220

240

260

DIAGRAMAS DE FASE DE LOS CINCO FLUIDOS PRESENTE EN UN YACIMIENTO Antes de analizar todo lo relacionado a los diagrama de fases, es conveniente describir los factores que gobiernan el comportamiento de fases. En una mezcla de hidrocarburos, el comportamiento de fases se ve influenciado por cuatro factores físicos, los cuales son: Presión, atracción molecular, energía cinética y repulsión molecular. Las moléculas de los hidrocarburos tienden a mantenerse juntas debido a efectos de presión y atracción molecular lo que trae consigo un aumento de la densidad proporcional a estos parámetros; así mismo, las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e inversamente proporcional a la distancia entre las mismas. Por otro lado la energía cinética y la repulsión molecular a tienden a dispersar las moléculas. A elevadas temperaturas mayor es la tendencia a separarse las moléculas produciendo disminución de la densidad, tal es el caso de la licuefacción de un gas o expansión de un gas. Los hidrocarburos se comportan normalmente pasando de fase gaseosa a líquida por aumento de presión y/o disminución de temperatura y de pasar de fase líquida a gaseosa por disminución de presión y/o aumento de temperatura.

Los diagramas de fase representan la mejor forma de evidenciar el comportamiento de fase de mezclas de hidrocarburos que se encuentran en los diferentes yacimientos petrolíferos. Un diagrama de fase esta comprendido por curvas de burbujeo y de rocío las cuales convergen en un punto crítico; en los puntos de burbujeo el sistema o la mezcla de hidrocarburos se encuentra en equilibrio con la fase líquida con una cantidad infinitesimal de gas, análogamente en los puntos de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de liquido. El diagrama de fase posee tres zonas bien definidas, una primera región del liquido que se encuentra ubicada fuera de la envolvente de fase y a la izquierda de la temperatura critica; una segunda zona que igualmente esta fuera de la envolvente pero a la derecha del punto crítico y una tercera zona que se que se encuentra delimitada por la envolvente la cual constituye una región de dos fases en donde se encuentra en equilibrio el gas y el liquido. En esta región se observa las líneas de isocalidad las cuales son curvas que tienen igual porcentaje volumétrico de líquido en la mezcla de líquido-gas. Así, las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido.

Diagramas de fase de los cinco fluidos presente en un yacimiento De igual forma en el diagrama de fase de la figura anterior, se observan dos puntos extremos

P y T. El punto T se denomina temperatura

cricondentérmica y no es más que la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La presión del punto P se llama presión cricondembárica y es la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. Dependiendo de la composición del fluido, la posición relativa de dichos puntos varía. La construcción de un diagrama de fase se basa en la determinación de los puntos de rocío y burbuja de la mezcla a diferentes condiciones de presión y temperatura. Esto es posible solo si se conocen de antemano las fracciones molares y las propiedades críticas de cada componente de la mezcla. COSTA AFUERA

El gas se seca generalmente costa afuera, antes de ser comprimido para la transmisión por la tubería o el petrolero a la base de la orilla. El exceso de humedad se debe quitar para prevenir la condensación perjudicial en el compresor. TERRESTRE La medida es necesaria por exactamente la misma razón, mientras que el gas se comprime más lejos para la tubería transmisión/distribución, o el almacenamiento en la fase líquida. EL RE-GASEAR Cuando está almacenado en bulto como líquido, el líquido refrigerado pasa a través de intercambiadores de calor en la etapa de la evaporación. Estos intercambiadores de calor son propensos a la salida – a introducir la humedad indeseada en el gas muy seco, así que el contenido de agua se supervisa inmediatamente después del intercambiador de calor para los propósitos de la detección. La medida en gas natural no es difícil, pero hay varias consideraciones especiales: La sequedad costa afuera es alcanzada a menudo pasando el gas sobre el glicol líquido (en un ' contactor de glicol '). El gas en el enchufe será seco, pero puede contener algo de residuo líquido del glicol, o adherencia al cilindro. Esto no dañará el sensor de medición, pero si el sensor está cubierto con una película del glicol entonces que su respuesta llegará a ser muy lenta - debe por lo tanto ser evitada usando un filtro que se une en la línea de la muestra. Exactamente de la misma manera, el líquido condensado del

hidrocarburo en el gas contaminará el sensor y el resultado en una respuesta muy lenta. Obviamente una instalación de gas natural debe ser segura debido al riesgo. El medidor automático del punto de condensación (dew point) esintrínseco y seguro como estándar. Los instrumentos en línea se pueden hacer intrínsecos y seguros usando la unidad de la barrera Zener y si no hay área segura para la localización del instrumento, entonces el modelo a prueba de explosiones SDAEXD hace una ' área segura local ' para el instrumento. El modelo SWM-SSNG tiene regulación de dos etapas de la presión con el drenado del condensado, y se ocupará del condensado del hidrocarburo o de la contaminación del glicol, mientras que el modelo SWM-SSNGH ha calentado la regulación de dos etapas de la presión y se utiliza para las instalaciones en donde puede haber contaminación pesada de condénsate/Glicol o para los líquidos ligeros del hidrocarburo que se vaporizarán.